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Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.
NOTA TECNICA Nº 13
Hoja 4 de 9
Permeabilidad: Darcy (1852) trabajando con lechos de arena filtrante de agua,
demostró que la cantidad de agua que fluye en un tiempo dado, depende del espesor del
cuerpo de arena, de la diferencia de presión entre entrada y salida del lecho y de una constante
del lecho que denomino permeabilidad.
La unidad de permeabilidad es el Darcy aunque en reservorios se usa el miliDarcy (0,001
Darcy). Dado que los poros, en la mayoría de los casos son de tamaño capilar, su
comportamiento esta gobernado por las leyes de acción capilar.
Los poros son capilares en distribución tortuosa (no lineal). También los filtros de lechos
sólidos presentan distribución tortuosa aunque no capilares.
Presión capilar: Un fluido puede mojar el espacio poral en diferentes proporciones. En
reservorios de agua – petróleo el agua moja la roca; en reservorios de petróleo – gas el
petróleo moja la roca. La mojabilidad no solo depende de la roca sino también del tipo de
líquido (y su composición).
Los poros interconectados o no, pueden ser inundados por un liquido o presión; cuando
mas pequeño el poro, mayor presión se requiere.
La expresión de la presión necesaria es:
Pc = 2 . α . cos θ rt = 2 . α . cos θ
rt
Pc
Donde:
rt = radio del capilar (poral).
α = tensión superficial del liquido.
θ = ángulo de contacto.
Pc = presión capilar
Obsérvese que cuanto más pequeña sea rt, mayor será la presión necesaria para
invadirlo.
El método más sencillo para determinar la distribución de radios porales es el de
inyección de mercurio.
Drake y Ritter (1945) desarrollaron el método para catalizadores y Purcell (1949) lo
empleo en rocas reservorio. La muestra se coloca en una celda, se evacua (para vaciar de aire
los poros) y se fuerza mercurio dentro de los mismos.